Projeto Final 2 Jordana Garrido Silva Saba

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UNIVERSIDADE DE BRASÍLIA 
 
FACULDADE DE TECNOLOGIA 
 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA CIVIL E AMBIENTAL 
 
 
 
 
FRATURAMENTO HIDRÁULICO APLICADO A GÁS DE 
FOLHELHO: ASPECTOS TEÓRICOS E PRÁTICOS. 
 
 
 
 
JORDANA GARRIDO SILVA SABA 
 
 
 
ORIENTADOR: MANOEL PORFÍRIO CORDÃO NETO 
 
 
 
MONOGRAFIA DE PROJETO FINAL II EM ENGENHARIA 
CIVIL NA ÁREA DE GEOTECNIA 
 
 
 
 
 
BRASÍLIA/DF: NOVEMBRO/2014
ii 
 
UNIVERSIDADE DE BRASÍLIA 
FACULDADE DE TECNOLOGIA 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA CIVIL E AMBIENTAL 
 
 
FRATURAMENTO HIDRÁULICO APLICADO A GÁS DE 
FOLHELHO: ASPECTOS TEÓRICOS E PRÁTICOS. 
 
JORDANA GARRIDO SILVA SABA 
 
MONOGRAFIA DE PROJETO FINAL SUBMETIDA AO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA 
CIVIL E AMBIENTAL DA UNIVERSIDADE DE BRASÍLIA COMO PARTE DOS REQUISITOS 
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE BACHAREL EM ENGENHARIA CIVIL. 
 
APROVADA POR: 
 
___________________________________________ 
MANOEL PORFIRIO CORDÃO NETO, DSc 
 (ORIENTADOR) 
___________________________________________ 
Sylvia Brand, MSc 
(EXAMINADOR INTERNO) 
 
Letícia Moraes, BSc 
(EXAMINADOR EXTERNO) 
 
 
DATA: BRASÍLIA/DF, 09 DE DEZEMBRO DE 2014. 
 
iii 
 
FICHA CATALOGRÁFICA 
 
 
 
 
 
 
 
 
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA 
 
SABA, J. G. S. (2014). Fraturamento hidráulico aplicado a gás de folhelho: aspectos teóricos e 
práticos. Monografia de Projeto Final 1, Publicação G.PF-001/14, Departamento de 
Engenharia Civil e Ambiental, Universidade de Brasília, Brasília, DF, 77 p. 
 
CESSÃO DE DIREITOS 
 
NOME DA AUTORA: Jordana Garrido Silva Saba 
TÍTULO DA MONOGRAFIA DE PROJETO FINAL: fraturamento hidráulico aplicado a gás 
de folhelho: aspectos teóricos e práticos. GRAU / ANO: Bacharel em Engenharia Civil / 2014 
 
É concedida à Universidade de Brasília a permissão para reproduzir cópias desta monografia 
de Projeto Final e para emprestar ou vender tais cópias somente para propósitos acadêmicos e 
científicos. O autor reserva outros direitos de publicação e nenhuma parte desta monografia 
de Projeto Final pode ser reproduzida sem a autorização por escrito do autor. 
 
______________________________________ 
Jordana Garrido Silva Saba 
Universidade de Brasília 
SQSW QD 103 Bl A apt 605 
Sudoeste 
70670-301 Brasília/DF 
JORDANA GARRIDO SILVA SABA 
 Fraturamento hidráulico aplicado a gás de folhelho: aspectos teóricos e práticos, 77p., 
210x297 mm (ENC/FT/UnB, Bacharel, Engenharia Civil, 2014, Monografia de 
Projeto Final-Universidade de Brasília. Faculdade de Tecnologia. Departamento de 
Engenharia Civil e Ambiental. 
1. Petróleo 2.Gás de Folhelho 
3.Fraturamento hidraulico 4.Modelagem 
I. ENC/FT/UnB II. Título (série) 
iv 
 
RESUMO 
 
Neste trabalho estudam-se os reservatórios não convencionais de petróleo, com foco em gás 
de folhelho e no método de extração desse gás, denominado fraturamento hidráulico. Para 
alcançar o foco do trabalho, é feita uma abordagem básica sobre engenharia de petróleo. 
Inicialmente a área de engenharia de petróleo desenvolvida no projeto remete ao processo de 
produção de petróleo. As etapas desse processo são: prospecção, perfuração e produção. No 
entanto a etapa mais interessante para esse estudo é a produção, etapa onde pode ser aplicado 
o método de fraturamento hidráulico. No trabalho também são apresentadas as etapas de 
formação do petróleo: geração, migração, acumulação e preservação. O petróleo não 
convencional de folhelho passa pelas mesmas fases, no entanto, o processo de migração é 
diferente do petróleo convencional. Ao invés de migrar para uma formação mais permeável e 
porosa, ela migra para uma rocha de baixa permeabilidade ou impermeável, dificultando a 
produção. Isso dificulta a extração do óleo/gás de folhelho, gerando a necessidade do uso da 
técnica de fraturamento hidráulico. O fraturamento hidráulico é uma técnica de estimulação 
de poço, que consiste em injetar um fluido viscoso sob pressão na rocha. O diferencial de 
pressão gerado pela injeção do fluido inicia uma fratura que se propaga pela rocha, facilitando 
a extração dos hidrocarbonetos presentes na rocha. Embora seja uma técnica muito eficiente 
para a estimulação de poços, gera muitas polêmicas ambientais, relacionadas à contaminação 
de lençóis freáticos. Em alguns países como a França, o fraturamento hidráulico é proibido 
por lei. Para projetar a perfuração de poço por meio de fraturamento hidráulico é necessário 
conhecer como a fratura se propaga e para calcular isso há vários métodos, sendo que um dos 
mais difundido na indústria petrolífera é o PKN. Este método considera que a fratura tem 
seção elíptica. Neste trabalho foram usadas duas formulações para calcular a propagação das 
fraturas, além disso, o leak off e a poroelasticidade foram consideradas nos cálculos. Os 
resultados apresentados demonstram que a formulação utilizada interfere nos resultados 
finais. Outro aspecto importante é que a simplificação da secção elíptica para uma secção na 
forma de losango, proposta por Morais (2013), leva a resultados satisfatórios. Além disso, a 
consideração ou não dos efeitos da poroelasticidade na formulação podem levar resultados 
distintos. 
 
v 
 
ABCTRACT 
 
In this project is studied the unconventional oil reservoirs, with a focus on shale gas and the 
gas extraction method known as hydraulic fracturing. However, to achieve the focus of the 
project, a basic approach to petroleum engineering is done. The area of petroleum engineering 
developed in the project refers to the oil production process. The main steps of this process 
are: exploration, drilling and production. However, the most interesting for this study is the 
production step, where the hydraulic fracturing method can be applied. The oil goes through 
several stages until it is ready to be explored, the stages are: generation, migration, 
accumulation and preservation. The unconventional shale oil/gas goes through the same 
phases, however, the migration process is different from conventional oil. Instead of moving 
to a more porous and permeable formation, it migrates to a rock of low permeability or 
impermeable, getting stuck inside this formation. This complicates the extraction of shale 
oil/gas, generating the need to use the technique of hydraulic fracturing. Hydraulic fracturing 
is a well stimulation technique, which consists of injecting a viscous fluid under pressure into 
the rock, the pressure differential generated by the injection of the fluid initiates a fracture that 
propagates through the rock, thus facilitating the extraction of the hydrocarbons present in it. 
Although it is a very effective technique for well stimulation, generates many environmental 
controversies related to contamination of groundwater. In some countries such as France, 
hydraulic fracturing is prohibited by law. To design the well drilling using hydraulic 
fracturing is necessary to know how the fracture propagates. To calculate this, there are 
several methods, but the most widespread in the petroleum industry is the PKN. This method 
considers that the fracture has an elliptical section. In this work two formulations were used to 
calculate the propagation of fractures besides the leak off and poroelasticity were taken in 
account in the calculations. These results demonstrate that the formulation used affects the 
final results. Another important aspect is that the simplification of the elliptical section to a 
section in the form of diamond, proposed by Morais (2013), leads to satisfactory results. 
Furthermore,the use of poroelasticity in the formulation may take different results. 
 
vi 
 
SUMÁRIO 
1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................. 1 
1.1 CONTEXTO GERAL .............................................................................................................................. 1 
1.2 MOTIVAÇÃO .......................................................................................................................................... 2 
1.3 OBJETIVO ............................................................................................................................................... 3 
1.4 ESTRUTURA DO PROJETO................................................................................................................. 3 
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA - EXPLORAÇÃO DE RESERVATÓRIOS 
CONVENCIONAIS .................................................................................................................. 4 
2.1 PROSPECÇÃO DO PETRÓLEO .......................................................................................................... 4 
2.1.1 MÉTODOS DE PROSPECÇÃO ........................................................................................................... 6 
2.2 PERFURAÇÃO ........................................................................................................................................ 8 
2.3 PRODUÇÃO DE PETRÓLEO ............................................................................................................... 9 
2.3.1 COMPLETAÇÃO DE POÇOS ............................................................................................................. 9 
2.3.2 ESTIMULAÇÃO ................................................................................................................................. 10 
2.3.3 RECUPERAÇÃO ................................................................................................................................ 12 
2.3.3.1 RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA ................................................................................................... 12 
2.3.3.2 RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA ............................................................................................. 14 
2.3.4 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO ....................................................................................................... 15 
3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA - RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS ... 16 
3.1 TEORIAS DE FORMAÇÃO DO PETRÓLEO .................................................................................. 19 
3.2 ELEMENTOS EXCENCIAIS DE UM SISTEMA PETROLÍFERO ................................................ 22 
3.3 PROCESSOS EXCENCIAIS NA FORMAÇÃO DE HIDROCARBONETOS ................................ 23 
3.4 TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGANICA NAS BACIAS .................................................. 24 
3.4.1 DIAGÊNESE ....................................................................................................................................... 24 
3.4.2 CATAGÊNESE ................................................................................................................................... 25 
3.4.3 METAGÊNESE ................................................................................................................................... 26 
3.5 MIGRAÇÃO ........................................................................................................................................... 26 
3.5.1 MIGRAÇÃO PRIMÁRIA ................................................................................................................... 27 
3.5.2 MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA ............................................................................................................. 27 
3.5.3 MIGRAÇÃO DO GÁS DE FOLHELHO ............................................................................................ 28 
3.6 GÁS DE FOLHELHO NO CONTEXTO MUNDIAL ........................................................................ 28 
3.6.1 A REVOLUÇÃO DO GÁS DE FOLHELHO NOS ESTADOS UNIDOS ......................................... 31 
3.6.2 GÁS DE FOLHELHO NA EUROPA .................................................................................................. 34 
3.6.3 GÁS DE FOLHELHO NO RESTANTE DO MUNDO ...................................................................... 35 
3.6.4 GÁS DE FOLHELHO NO BRASIL ................................................................................................... 37 
vii 
 
3.7 VIABILIDADE DO GÁS DE FOLHELHO ........................................................................................ 38 
4 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA- FRATURAMENTO HIDRÁULICO ...................... 43 
4.1 ETAPAS DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO ............................................................................ 44 
4.1.1 SELEÇÃO DO POÇO PARA FRATURAMENTO ............................................................................ 44 
4.1.2 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ................................................................................................. 45 
4.1.2.1 COLETA DE DADOS ................................................................................................................ 45 
4.1.2.2 ESCOLHA DO FLUIDO DE FRATURAMENTO .................................................................... 45 
4.1.2.3 ESCOLHA DO AGENTE PROPANTE ..................................................................................... 46 
4.1.3 PERFURAÇÃO DO POÇO ................................................................................................................. 47 
4.2 DIFICULDADES NO PROCESSO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO ................................. 49 
4.3 ASPECTOS SÓCIO-AMBIENTAL ..................................................................................................... 49 
4.3.1 IMPACTOS AMBIENTAIS ................................................................................................................ 49 
4.3.2 IMPACTOS SOCIAIS ......................................................................................................................... 52 
5- SIMULAÇÃO DO MODELO PKN CONSIDERANDO O LEAK OFF ...................... 53 
5.1 FORMULAÇÃO MATEMÁTICA POR DETOURNAY MODIFICADO POR MORAIS (2013) ........ 53 
5.1.1 DINÂMICA DOS FLUIDOS .................................................................................................................. 53 
5.1.2 BALANÇO DE MASSA ......................................................................................................................... 54 
5.1.3 PRESSÃO-ABERTURA DA FRATURA ............................................................................................... 54 
5.1.4 RESOLUÇÃO DO PROBLEMA (Detournay modificado por Morais, 2013) ........................................ 56 
5.1.4.1- CONDIÇÕES DE CONTORNO ..................................................................................................... 57 
5.1.4.2 MUDANDO AS COORDENADAS DO SISTEMA ........................................................................ 58 
5.2 FORMULAÇÃO MATEMÁTICA KOVALYSHEN & DETOURNAY (2009) ...................................... 59 
5.3 SIMULAÇÃO DO MODELO PKN ............................................................................................................. 61 
5.3.1- COMPARAÇÃO ENTRE OS RESULTADOS DE DETOURNAY MODIFICADO POR MORAIS 
(2013), KOVALYSHEN & DETOURNAY (2009) E SOLUÇÃO ANALÍTICA. ........................................... 61 
5.3.2 ANÁLISE DA INFLUÊNCIA DO LEAK OFF NA ABERTURA, NA PRESSÃO E NO 
COMPRIMENTO DA FRATURA ................................................................................................................... 68 
6- CONCLUSÕES E SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ...........................71 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................. 73 
 
 
 
 
 
 
 
viii 
 
LISTA DE FIGURAS 
Figura 2.1 – Etapas do processo de exploração do petróleo 
Figura 2.2 - Método sísmico realizado em terra 
Figura 2.3 – Método sísmico realizado na água 
Figura 2.4 - Método gravimétrico 
Figura 2.5- Método rotativo de perfuração 
Figura 2.6 - Completação de poços quanto ao revestimento de produção 
Figura 2.7- Zonas suplementadas simples 
Figura 2.8- Método de fraturamento hidráulico 
Figura 2.9- Mecanismo de gás em solução 
Figura 2.10- Recuperação primária por mecanismo de capa de gás 
Figura 2.11- Recuperação primária por mecanismo de influxo de água 
Figura 2.12- Método convencional de recuperação secundária por injeção de água 
Figura 2.13- Método térmico de recuperação secundária por injeção de gás 
Figura 3.1- Fonte não convencional de hidrocarbonetos chamada Gelo e fogo 
Figura 3.2- Fonte não convencional de hidrocarbonetos chamada Gelo e fogo 
Figura 3.3- Areias betuminosas 
Figura 3.4- Fraturamento hidráulico 
Figura 3.5- Folhelho de Utica 
Figura 3.6- Linha do tempo das principais teorias de formação do petróleo 
Figura 3.7- Principais tipos de migração do petróleo 
Figura 3.8- Bacias com formações de folhelho avaliadas 
Figura 3.9- Distribuição de gás de folhelho na China 
Figura 3.10- Mapa da região “Vaca Muerta”, maior bacia de folhelho da Argentina. 
Figura 3.11- Mapa de distribuição de gasodutos nos Estados Unidos da América. 
Figura 4.1- Estrutura do fluxo para um poço não faturado e um fraturado 
Figura 4.2- Tensões que atuam nas rochas das formações 
Figura 4.3- Composição básica dos fluídos de fraturamento 
Figura 4.4- Fraturamento hidráulico 
Figura 4.5- Mapa referente à formação folhelho de Macellus 
Figura 4.6- Protestos contrários ao fraturamento hidráulico 
Figura 5.1 Função evolucional da poroelasticidade (Xiang, 2011) 
Figura 5.2 Função evolucional adotada (Morais, 2013). 
ix 
 
Figura 5.3 Seção transversal da fratura (Morais, 2013). 
Figura 5.4 Modelo unidimensional da seção da fratura. 
Figura 5.5 Script do código utilizado para solucionar o problema de modo semelhante ao 
realizado por Moraes (2013). 
Figura 5.6 Script do codigo utilizado para solucionar o problema de modo semelhante ao 
realizado por Kovalyshen & Detournay (2009). 
Figura 5.7 Variação da abertura (w) na ponta da fratura versus tempo. 
Figura 5.8 Variação da pressão (P) na ponta da fratura versus tempo. 
Figura 5.9 Variação do comprimento (L) da fratura versus tempo. 
Figura 5.10 Gráfico Coeficiente de vazamento versus abertura na ponta da fratura. 
Figura 5.11 Gráfico Coeficiente de vazamento versus Pressão na ponta da fratura. 
Figura 5.12 Coeficiente de vazamento versus comprimento da fratura. 
 
 
LISTA DE TABELAS 
Tabela 3.1- Nível de maturação em cada estágio de alteração da matéria orgânica. 
Tabela 3.2- Recursos tecnicamente exploráveis de gás e óleo de folhelho no contexto mundial 
total. 
Tabela 3.3- Ranking dos países com as maiores reserva de folhelho do mundo. 
Tabela 5.1- Dados de entrada para verificação e simulação do problema 
Tabela 5.2- Dados de entrada para verificação e simulação do problema. 
 
LISTA DE SÍMBOLOS 
H altura da fratura 
w abertura da fratura 
Q0 vazão de injeção do fluido 
p0 poro pressão inicial da formação 
Cl coeficiente de vazamento 
L comprimento da fratura 
pf pressão do fluido na fratura 
q fluxo por unidade de altura da fratura 
x 
 
n constante para fluidos viscosos 
K constante para fluidos viscosos 
ψ fator de forma 
u velocidade do vazamento do fluido 
τ tempo de chegada da ponta da fratura em x 
(pf-σ0) tensão líquida 
(pf-p0) pressão líquida 
Mc rigidez da fratura 
η coeficiente poroelástico 
w_m abertura média 
L0 comprimento inicial 
q00 fluxo inicial 
w0 abertura inicial 
pf0 pressão inicial do fluido 
LD comprimento adimensional 
wD abertura adimensional 
pD pressão adimensional 
tD tempo adimensional 
E módulo de Young 
v coeficiente de Poisson 
c coeficiente de difusividade 
 
 
1 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
1.1 CONTEXTO GERAL 
Os combustíveis fósseis são essenciais para garantir o desenvolvimento de um 
país. A maioria das nações são dependentes de energia para mover sua indústria e economia. 
O petróleo é aplicado não só na indústria energética, mas também na indústria de fabricação 
de vários produtos, tendo seus derivados uma infinidade de empregos. Países que não tem 
acesso ao petróleo sofrem economicamente, politicamente e socialmente. Na grande maioria 
dos países, um corte no suprimento de combustíveis fósseis, causaria graves consequências 
econômicas. 
O petróleo é uma mistura complexa de hidrocarbonetos e derivados orgânicos 
oxigenados, sulfurados ou/e nitrogenados. O termo petróleo engloba todas as formas naturais 
de hidrocarbonetos (gasoso, líquido e sólido). É um recurso natural, abundante na Terra, mas 
esgotável, considerado uma energia não renovável. 
Apesar de o petróleo ser extremamente importante para todas as nações do 
mundo, ele não está igualmente distribuído entre elas. As nações participantes da Organização 
dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) possuem as maiores reservas de petróleo 
convencional explorável do mundo. Essas reservas estão localizadas no oriente médio, cujos 
países membros da OPEP são Arábia Saudita, Emirados Árabes Unidos, Irã, Iraque, Kuwait, 
Catar, na África os países membros são Angola, Argélia, Líbia e Nigéria, por fim os países 
membros da América do Sul são Venezuela e Equador. Outras nações que controlam o 
suprimento de combustíveis fósseis do mundo são as produtoras de gás natural, as três 
maiores potências em produção de gás são a Rússia, o Irã e o Catar, sendo que os dois últimos 
também participam da OPEP (Barbosa, 2012). 
Os países citados sofrem com instabilidades políticas e econômicas, gerando um 
risco de abastecimento aos países importadores de petróleo. Esse risco levou a busca de novas 
fontes de combustíveis e de energia, sejam elas renováveis ou não. Além do risco na 
segurança de abastecimento energético, a possibilidade de tornar-se energeticamente 
independente atrai os países a busca de novas fontes energéticas. 
Embora as fontes de energia renováveis cumpram um importante papel na 
substituição de petróleo como fonte energética, elas não são suficientes para suprir a demanda 
energética e industrial. A partir disso, surge a necessidade de explorar novas fronteiras no 
2 
 
território de produção de petróleo, como extrair petróleo de reservatórios em águas profundas, 
usar técnicas de estimulação de poço e buscar novas fontes não convencionais de 
hidrocarbonetos. 
Dentre as fontes não convencionais de hidrocarbonetos está o gás e óleo de 
folhelho. São combustíveis fósseis com origem e composição semelhantes ao petróleo 
convencional, mas que se diferenciam na forma como são armazenados na natureza. As 
formações folhelho são compostas por rochas impermeáveis ou de baixa permeabilidade, 
portanto exigem operações de estimulação de poços para que possam produzir petróleo. No 
caso de folhelhos, a tecnologia usada é o fraturamento hidráulico. Essa técnica consiste na 
injeção de um fluido viscoso sob pressão e vazão pré-determinados em projeto, gerando uma 
fratura que se propaga pela rocha durante a injeção do fluido. 
Os estudos de estimulação de poço são bastante avançados nos Estados Unidos, 
país que sofreu uma grande revolução energética nos últimos 14 anos, graças a exploração do 
gásde folhelho em seu território. 
 
1.2 MOTIVAÇÃO 
Embora o tema petróleo seja um tema explorado por pesquisadores da 
Universidade de Brasília, há poucos estudos voltados para exploração de reservatórios de 
petróleo não convencional. 
A técnica de estimulação de poço, além de possibilitar a exploração de fontes não 
convencionais de petróleo, pode elevar o fator de recuperação de petróleo de um reservatório, 
tornando os poços pré-existentes mais rentáveis. 
Assim, pretende-se com este trabalho gerar um estudo por meio de levantamento 
bibliográfico sobre a exploração de reservatórios não convencionais e a técnica de 
fraturamento hidráulico, usada para a prospecção de petróleo nesses reservatórios. 
Por fim, cabe destacar que embora o fraturamento hidráulico seja estudado desde 
a década de 70, ainda é uma técnica recente, cujas consequências são difíceis de prever com 
precisão, já que o processo de fraturamento ocorre em grandes profundidades. Essa 
imprevisão nas dimensões da propagação da fratura abre um novo campo de estudo, que será 
feito no decorrer desse trabalho. 
 
 
 
3 
 
1.3 OBJETIVO 
O objetivo geral deste trabalho é estudar e analisar como a extração de petróleo 
não convencional tem afetado o mercado energético mundial e como é o mecanismo de 
fraturamento hidráulico. 
Os objetivos específicos do trabalho são: 
 Realizar uma revisão bibliográfica sobre engenharia de petróleo, enfatizando a área de 
exploração de petróleo; 
 Realizar uma revisão bibliográfica sobre reservatórios não convencionais, com foco 
voltado para o gás de folhelho; 
 Realizar uma revisão bibliográfica sobre as técnicas de estimulação de poço, com 
ênfase no método de fraturamento hidráulico. 
 Realizar a modelagem do processo de fraturamento hidráulico utilizando métodos já 
disponíveis na literatura. 
 
1.4 ESTRUTURA DO PROJETO 
O projeto será estruturado da seguinte forma: 
Capítulo 1- Introdução- Apresentação do tema estudado, contextualização, 
motivação para o estudo do tema e os objetivos do trabalho. 
Capítulo 2- Revisão bibliográfica- Exploração do petróleo convencional- O 
capítulo versa sobre as etapas de exploração de petróleo convencional: prospecção, perfuração 
e produção, com o objetivo de comparar a técnica de exploração convencional com a técnica 
de estimulação de poços. 
Capítulo 3- Revisão bibliográfica- Reservatórios não convencionais- Neste 
capítulo, além da abordagem dos aspectos técnicos dos reservatórios não convencionais, tendo 
como foco o gás de folhelho, também é feito um estudo sobre como essa nova fonte de 
combustível fóssil tem afetado os Estados Unidos, país pioneiro na exploração do gás de 
folhelho, e o resto do mundo. 
Capítulo 4- Revisão bibliográfica de fraturamento hidráulico- O capítulo aborda 
os principais fundamentos e conceitos para o entendimento da técnica de fraturamento 
hidráulico. 
Capítulo 5- Simulação do modelo PKN considerando o leak off – Neste capítulo 
foram realizadas simulações para verificar como a fratura se propaga ao longo do tempo. 
4 
 
Capítulo 6- Conclusões e sugestões para trabalhos futuros- É o último capítulo. 
Ele contém as conclusões obtidas neste estudo e oferece sugestões de trabalhos a serem 
futuramente desenvolvidos nessa área 
 
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA - EXPLORAÇÃO DE 
RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS 
Neste capítulo serão objeto de estudo as etapas de exploração dos reservatórios 
convencionais de petróleo. São elas: prospecção, perfuração e produção. Será dado um 
enfoque maior na etapa de produção, que envolve os métodos de estimulação de poços de 
petróleo. A figura 2.1 contém uma representação geral das etapas de exploração de 
reservatórios convencionais. Todas as etapas do processo de exploração do petróleo estão 
representadas na Figura 2.1. 
 
2.1 PROSPECÇÃO DO PETRÓLEO 
A prospecção é a primeira atividade a ser realizada em m potencial campo de 
exploração de petróleo, sendo a técnica que envolve mapear, estudar e fazer uma 
caracterização do terreno para identificar se há reservas de petróleo ou gás natural na área 
avaliada. Além da descoberta de novas jazidas, a prospecção envolve a obtenção de dados 
como a extensão, profundidade e espessura das camadas de solo, o nível do lençol freático e a 
profundidade da rocha reservatório. Desta forma, é possível prever os locais com maior 
probabilidade de encontrar petróleo e iniciar as atividades de perfuração. 
Os métodos de prospecção dividem-se em potenciais e sísmicos. Os métodos 
mecânicos envolvem sondagens, galerias, valas, trincheiras e poços, os métodos geofísicos 
envolvem refração e reflexão física, resistividade elétrica, métodos eletromagnéticos, métodos 
gravimétricos, métodos magnéticos, métodos radiométricos e sondagens geoelétricas (Morais, 
2013). 
5 
 
 
Figura 2.1 Etapas do processo de exploração (Morais, 2013)
Prospecção 
Métodos 
Potenciais 
Métodos 
Sísmicos 
Perfuração 
Método 
Percursivo 
Método rotativo 
Equipamentos 
de perfuração 
Produção 
Completação de 
poços 
Métodos de 
completação 
Estimulação 
Fraturamento 
Hidráulico 
Acidificação da 
matriz 
Fraturamento 
ácido 
Amortecimento 
de poços 
Recuperação 
Recuperação 
primária 
Recuperação 
secundária 
métodos 
convencionais 
métodos 
especiais 
Processamento 
Primário 
Separadores 
Tratamento de 
emulsões 
6 
 
Para a construção dos mapas base ou topográficos é usada a aerofotogrametria; 
método que consiste em fotografar ao sobrecoar a área com equipamento qualificado para a 
tarefa. Também é usada a fotogeologia, que determina as feições geólogicas, também através 
de fotos aéreas, muito usadas em regiões áridas, sem cobertura vegetal, pois permite a 
identificação imediata da formação rochosa presente. Imagens de satélites são outro 
instrumento para traçar os mapas de exploração. 
 
2.1.1 MÉTODOS DE PROSPECÇÃO 
Dentre os métodos da etapa de prospecção, destacam-se os métodos sísmicos que 
são os mais utilizados. Atualmente recebem mais de 90% dos investimentos na área, pois 
fornecem boas estimativas da geologia local. Os métodos sísmicos adotam os fenômenos de 
propagação de ondas elásticas para identificar a composição do subsolo. Esse método é 
baseado no fato de as ondas mecânicas se propagarem em profundidade e velocidade 
diferentes, de acordo com a composição da matéria. São emitidos sinais na superfície por 
uma fonte geradora (dinamite e vibrador para exploração em terra e ar comprimido para 
levantamentos marítimos) que se propagam pelo solo e pelas rochas, até serem refletidas ou 
refratadas e voltarem para a superfície, para serem captadas por sensores (geofones), que 
registram as chegadas dos impulsos ondulatórios. A interpretação dos geofones fornece 
informações a respeito dos materiais no subsolo (Morais, 2013). Na Figura 2.2 pode-se 
observar a aplicação do método sísmico em terra e na Figura 2.3, pode-se observar a 
aplicação do método realizado na água. 
 
Figura 2.2 Método sísmico realizado em terra. (Vasco de la Energia, 2013). 
 
7 
 
 
Figura 2.3 Método sísmico realizado na água (Environmental Protection Agency, 2013). 
 
Outros métodos que compõe a prospecção são os métodos potenciais, conhecidos 
como magnetometria e gravimetria. Ambos são relevantes por revelar grandes formações 
geológicas que não podem ser observadas na superfície, viabilizando o mapeamento 
apropriado da região estudada. 
 A gravimetria (Figura 2.4) é a área da geofísica que estuda variações da 
aceleração da gravidade ponto a ponto sobre a superfície da terra, utilizando as variações de 
densidade da superfície para prever alocalização do petróleo (Escola Politécnica da 
Universidade de São Paulo, [s. d.]). O equipamento usado na gravimetria chama-se 
gravímetro, que é um instrumento de medição de aceleração de gravidade. A magnetometria 
identifica as mínimas variações no campo magnético da terra. As rochas possuem diferentes 
valores de susceptibilidade magnéticos, tornando possível identificar rochas reservatório 
(Morais, 2013). 
 
Figura 2.4 Exemplo de mapa gerado a partir do método gravimétrico (USP, 2013). 
8 
 
 
2.2 PERFURAÇÃO 
A perfuração consiste em um conjunto de técnicas utilizadas para ultrapassar as 
barreiras geológicas criadas na natureza, até que se atinja a rocha reservatório, podendo ser 
realizada em terra ou em zonas marítimas (Santos 2007). Há dois métodos de perfuração de 
poços de petróleo, o primeiro é o percussivo e o segunto é o rotativo. O método percussivo é 
feito por golpeamento da rocha com uma broca, levando a sua fragmentação. Os cascalhos 
são retirados posteriormente a perfurção, com uma ferramenta chamada caçamba. O método 
rotativo utiliza uma broca em movimento rotativo, levando ao esmerilhamento da rocha 
(Halliburton, 1997 ). Os fragmentos gerados pela rotação são retirados pelo bombeamento de 
fluidos na coluna de perfuração. A Figura 2.5 apresenta os equipamentos usados durante a 
perfuração pelo método rotativo. 
 
Figura 2.5 Método rotativo de perfuração (Galp Energia, 2013). 
Os elementos da Figura 2-5 estão descritos a seguir : 
1 Sistema de sustentação de cargas: Sustenta a coluna de perfuração e as tubagens de 
proteção (casing). 
2 Sistema de movimentação de cargas: Através de cabos, permite a movimentação da 
coluna de perfuração e do casing. 
3 Sistema de rotação: Induz a rotação da broca, que contribui para perfurar a formação. 
9 
 
4 Sistema de circulação: Permite a circulação e o tratamento do fluido de perfuração. 
5 Sistema de geração e transmissão de energia: A energia, proveniente de motores a 
diesel ou energia elétrica, aciona todos os equipamentos da sonda. 
6 Sistema de segurança do poço: Permite o controle e fechamento do poço, quando ocorre 
um influxo indesejável da formação para o poço. 
 
2.3 PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 
A Agencia Nacional de Petróleo (ANP) (Lei Nº 9478 /97) regulamenta que 
produção é o conjunto de ações coordenadas para extração de petróleo ou gás natural de uma 
jazida e o preparo para a sua movimentação. Esse processo inicia após o fim da perfuração do 
poço e é encerrado quando acaba o içamento dos produtos pela válvula, no campo de 
produção. O processo contém três etapas, completação de poços, recuperação e 
processamento primário (Domingues, 2009). 
 
2.3.1 COMPLETAÇÃO DE POÇOS 
A completação é o conjunto de atividades que tem por objetivo ativar o poço para 
produzir petróleo ou gás, até mesmo injetar fluidos para estimular os poços. Essa etapa deve 
ser realizada de forma a maximizar a vazão de produção sem danificar o reservatório e fazer 
com que seja o mais permanente possível. Evitar que sejam necessárias manutenções ao 
longo do período de produção também é essencial para a completação (Domingues, 2009). 
Os métodos de completação podem ser divididos quanto à zona de produção, ao revestimento 
de produção (Figura 2.6) e ao número de zonas suplementadas (Figura 2.7). 
 
 
Figura 2.6 Completação de poços quanto ao revestimento de produção (Garcia, 1997). 
10 
 
 
Figura 2.7 Zonas suplementadas (a) simples; (b)seletiva; e (c) dupla. (Garcia, 1997). 
2.3.2 ESTIMULAÇÃO 
A estimulação de poços consiste em uma série de técnicas para majorar a 
produtividade do poço. Esse método também possibilita a exploração de áreas consideradas 
pouco produtivas por ter rochas de baixa permeabilidade, como folhelho, que exigem o 
faturamento hidráulico, ou outras matrizes rochosas, que podem ter uma alteração na sua 
permeabilidade por meio de faturamento ácido, acidificação da matriz e amortecimento de 
poços. 
 Fraturamento hidráulico 
O fraturamento hidráulico é um método de estimulação em que um fluido composto 
por água, aditivos e material propante é bombeado sob alta pressão para dentro da rocha 
matriz. Esse processo aumenta a pressão no interior da rocha, levando a criação de 
microfraturas. O material propante mantém as fraturas abertas, o que leva um aumento na 
permeabilidade da rocha, facilitando o escoamento dos hidrocarbonetos (Smith & 
Shlyapobersky, 2000). Na Figura 2.8 pode-se observar como o fraturamento ocorre. 
 
11 
 
 
Figura 2.8 Método de fraturamento hidráulico (Barreto, 2010) 
 
 Acidificação da matriz 
Esse método usa a injeção de uma solução ácida, capaz de dissolver uma fração 
dos minerais que compõem a rocha, majorando ou retomando a permeabilidade da formação 
que rodea o poço (Barreto, 2010). Os ácidos adotados nesse método são o ácido clorídrico 
(HCL), capaz de dissolver carbonos e o ácido fluorídrico (HF), que dissolve silicatos. Outros 
ácidos podem ser usados, a fim de dissolver moléculas mais específicas. Essa técnica só é 
viável para pequenas regiões. Além dos altos custos, pode representar um risco ao meio 
ambiente (Barreto, 2010). 
 Fraturamento ácido 
Essa técnica consiste em injetar soluções ácidas sob alta pressão, pressão esta 
suficientemente maior que a tensão da formação geológica a ser explorada, gerando uma 
fratura hidráulica. Um fluido de alta viscosidade antecede o ácido, para iniciar a fratura. Após 
o fluido viscoso, a solução ácida, que é gelificada, aerada ou emulsionada, é injetada sob alta 
pressão, levando a propagação da fratura. Após a reação entre o ácido e a rocha, são criados 
canais irregulares nas faces da fratura, que permaneceram mesmo após o fechamento da 
fratura, garantindo o fluxo de hidrocarbonetos (Barreto, 2010). 
 Amortecimento de poços 
Essa técnica consiste em criar uma barreira hidráulica no interior do poço, para 
impedir a surgência de quaisquer fluidos de formação. Essa barreira pode ser feita por um 
fluido de peso específico suficiente para gerar um diferencial de pressão positivo entre o poço 
e a formação, chamado “overbalance”, fenômeno que ocorre quando a pressão criada pela 
injeção de fluido é maior do que a pressão natural do poço. 
12 
 
 
2.3.3 RECUPERAÇÃO 
A recuperação é o processo em que o petróleo é levado à superfície para ser 
processado, estocado ou distribuído. Esse processo é dividido em duas etapas, recuperação 
primária e recuperação secundária. 
 
2.3.3.1 RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA 
A recuperação primária é o processo (de recuperação) que ocorre apenas com o 
uso da energia pré-existente no reservatório, gerada pelo gradiente de pressão . No entanto 
essa energia é finita e à medida que o reservatório expele os hidrocarbonetos, a pressão que 
impulsiona a saída do petróleo diminui, devido a redução de massa na rocha. No momento 
em que a energia do reservatório não é suficiente para expelir o conteúdo da rocha, é criada a 
demanda de métodos artificiais de retirada dos hidrocarbonetos. Há três métodos mais usados 
para a recuperação primária: mecanismos de gás em solução, mecanismo de capa de água e 
de influxo de água. 
O mecanismo de gás em solução ocorre em reservatórios isolados e a energia 
usada na elevação deve estar na zona do óleo. Algumas frações do petróleo são voláteis e 
durante a expulsão do petróleo ocorre a vaporização dessas frações, que ficam confinadas no 
poço, gerando uma pressão adicional que conduz o petróleo a superfície. Esse processo 
inicia-se no mecanismo de gás em solução. A desvantagem desse método é que como o gás 
sai junto com o petróleo, o poço perde energia, sendo o fator de recuperação do reservatório 
menordo que 20% (Thomas, 2001). A Figura 2.9 apresenta uma curva da razão gás-óleo 
(RGO) e pressão versus tempo de produção durante uma recuperação primária por 
mecanismo de gás em solução. 
 
Figura 2.9 Mecanismo de gás em solução (mecanismos de produção de reservatórios EBAH) 
13 
 
O mecanismo de capa de gás (Figura 2.10) é possível quando os hidrocarbonetos 
estão nas fases líquidas e vapor em equilíbrio. Devido a menor densidade do vapor, este se 
acumula nas camadas superiores dos poros. Durante a produção do óleo, a pressão no interior 
do reservatório decai e a diminuição de pressão é sentida pelo gás que expande e impulsiona 
o óleo para fora do poço, mantendo assim a pressão no reservatório. O fator de recuperação 
desses reservatórios varia de 20 a 30% (Thomas, 2001). 
 
 
Figura 2.10 Recuperação primária por mecanismo de capa de gás (modificada Almeida, 2004) 
 
O mecanismo do influxo de água (Figura 2.11) está relacionado à vizinhança da 
rocha matriz à um aquífero. Com a retirada do óleo, a pressão no reservatório decresce, e o 
aquífero passa a ocupar mais espaço no reservatório, mantendo a pressão elevada no poço, 
durante a produção. Os reservatórios com esse mecanismo têm fator de recuperação entre 30 
a 40% (Thomas, 2001). 
 
Figura 2.11 Recuperação primária por mecanismo de influxo de água (modificada Almeida, 
2004). 
 
14 
 
2.3.3.2 RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA 
Os principais métodos de recuperação secundária envolvem a injeção de gás 
imiscível na formação para manter ou elevar a pressão no reservatório. É um método de 
comportamento mecânico, ou seja, não há nenhuma interação que possa modificar os fluidos, 
tanto quimicamente como termodinamicamente (Gadelha de Souza, 2005). 
O ideal é que a injeção de água ou de gás ocorra antes que a pressão diminua no 
reservatório. Isso garante que os investimentos e custos sejam baixos, sendo um dos métodos 
mais utilizados (Santos et al., 2010). Tanto a injeção de gás quanto a de água atuam 
expulsando o óleo, pois são imiscíveis aos hidrocarbonetos. No entanto, o gás deve ser 
tratado antes de ser injetado no reservatório, para evitar a cristalização da água naturalmente 
contida no gás. As Figuras 2.12 e 2.13 representam respectivamente a recuperação por 
injeção de água e de gás. 
 
Figura 2.12 Método convencional de recuperação secundária por injeção de água (modificada 
Almeida, 2004) 
 
Figura 2.13 Método convencional de recuperação secundária por injeção de gás imicível (modificada 
Almeida, 2004). 
 
15 
 
Há também métodos especiais de recuperação secundária, necessários quando a 
produção é atrapalhada não só pela baixa pressão no reservatório, mas pela alta viscosidade 
do óleo e as elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo. Os métodos 
especiais podem ser térmicos e químicos dependendo da peculiaridade de cada processo 
(Curbelo, 2006). 
 
2.3.4 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO 
O petróleo retirado das reservas apresenta inúmeros compostos, mas com 
predominância de hidrocarbonetos. Por essa razão faz-se necessário o processamento desse 
petróleo “bruto”, a etapa de processamento primário é a etapa final da produção. Essa fase 
que tem por objetivo separar óleo, gás e água, de modo que o óleo e o gás sejam destinados a 
refinaria e a água a uma estação de tratamento especializada em tratá-la. A metodologia de 
processamento do petróleo extrapola o escopo desse projeto e desta forma não serão 
apresentados detalhes sobre esse processo. 
O objetivo deste capítulo foi apresentar as etapas de exploração de petróleo 
convencional para gerar uma base de comparação para o estudo de reservatórios não 
convencionais, que serão analisados no capítulo a seguir. 
 
16 
 
3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA - RESERVATÓRIOS NÃO 
CONVENCIONAIS 
Neste capítulo é exposto um panorama geral de reservatórios não convencionais 
que começaram a ser explorados no início do século XXI, graças aos contínuos avanços 
tecnológicos. Será dado um enfoque no gás de folhelho. 
Imagine um mundo em que as crises que acontecem no Oriente Médio, na Rússia 
ou em outros grandes fornecedores de combustíveis fósseis não causem preocupações aos que 
importam petróleo e gás, em que o medo de que os preços dos combustíveis fósseis 
aumentassem excessivamente, que assolava o futuro da indústria, tenha sido sanado. Isso se 
torna possível se as reservas de petróleo explorável estiverem mais uniformemente 
espalhadas. 
Esse cenário não parece tão distante, graças às fontes de petróleo não 
convencionais. Com novas tecnologias de exploração, o aproveitamento das reservas de gás e 
petróleo de difícil acesso ou cujo produto precisa passar por processos químicos específicos 
para que seja apropriado ao uso, se torna possível. A previsão é que em médio prazo os 
preços de combustíveis fósseis voltem a cair e países que até então importavam petróleo e 
gases passem a ser autossuficientes (Costas, 2012). 
Há várias tecnologias que trazem otimismo ao mapa de energia mundial. No 
Japão estão extraindo o gás chamado “gelo e fogo”, que leva esse nome porque os hidratos de 
metano se parecem com gelo. Encontrados em profundidades superiores a 500m e 
temperaturas de 4
o 
C ou menos, são compostos de moléculas de água em estrutura sólida, em 
que as moléculas de gás natural ficam confinadas (Correa, 2013). As Figuras 3.1 e 3.2 se 
referem ao gás “gelo e fogo”, A Figura 3.1 mostra a combustão dos hidratos de metano e a 
Figura 3.2 contém algumas informações adicionais a respeito. Outra fonte não convencional 
que se tornou viável com o desenvolvimento tecnológico é o petróleo de areia betuminosa, 
que só é aproveitável se passar por processos de aprimoramento físicos e químicos (Costas, 
2012). 
A Figura 3.3 mostra um campo de exploração de areia betuminosa. É outra fonte 
de petróleo não convencional, viabilizada pelo avanço das tecnologias de extração, é o gás de 
folhelho, que usa a técnica de perfuração horizontal e o fraturamento hidráulico (Figura 3.4), 
técnica de exploração que será descrita no capítulo 4. Outra fonte não convencional que pode 
ser citada é o gás e o óleo aprisionados em arenitos de baixa permeabilidade, chamado tight 
sand gas e tight sand oil, essa fonte já está sendo explorada nos Estados Unidos. 
17 
 
 
Figura 3.1 Fonte não convencional de hidrocarbonetos Gelo e Fogo (Bastos, 2014). 
 
Figura 3.2 Fonte não convencional de hidrocarbonetos Gelo e Fogo (Bastos, 2014). 
 
Figura 3.3 Areias betuminosas (Voxeurop, 2012). 
18 
 
 
Figura 3.4 Fraturamento Hidráulico (modificada Macrobusiness, 2013). 
 
Gás de folhelho, também chamado de “gás de xisto” é um dos três combustíveis 
fósseis não convencionais. O que o diferencia do gás natural é o local e a forma que está 
armazenado. O gás encontra-se confinado em formações rochosas pouco permeáveis ou 
impermeáveis. Os folhelhos são formações argilosas e de origem sedimentar, que contêm 
grande quantidade de matéria orgânica, podendo originar o gás. Na Figura 3.5 pode-se 
observar o folhelho de Utica, localizado no estado norte americano Ohio. 
 
Figura 3.5 Folhelho de Utica (Jacobi, 2014). 
19 
 
O gás é comumente chamado de “gás de xisto” por causa de uma tradução 
equivocada do inglês para o português. O xisto é uma rocha metamórfica, que sofreu 
inúmeras transformações, impossibilitando a geração de gás. No entanto, o termo é válido, já 
que é muito difundido, usado inclusive por técnicos da área de petróleo. 
A rocha folhelho pode ser classificada como rocha capeadora ou selante. A rocha 
capeadora ou selante é qualquer rocha que seja impermeável e funcione como uma barreira 
ao fluxo dos hidrocarbonetosem seu movimento ascendente em direção as áreas de baixo 
potencial hidrodinâmico (superfície da Terra). Ela fica imediatamente acima da rocha 
reservatório. Há outros tipos de rochas capeadoras, como calcários fechados e densos, assim 
como camadas de sal (halita, anidrita, etc.) e derrames não saturados. 
Nas seções a seguir foi feito um estudo das teorias do processo de formação do 
petróleo, dos elementos essenciais de um sistema petrolífero, dos processos essenciais na 
formação de hidrocarbonetos e da migração dos hidrocarbonetos. O objetivo desse estudo é 
fazer uma abordagem geral, desde a formação do gás até o momento em que ele está pronto 
para ser extraído. É importante introduzir o conceito de sistema petrolífero, que será 
constantemente usado a seguir. O sistema petrolífero é um sistema físico-químico dinâmico 
que gera e concentra petróleo (Demaison & Huizinga, 1991). É um sistema natural que 
engloba uma rocha geradora e todas as acumulações dela originadas. 
 
3.1 TEORIAS DE FORMAÇÃO DO PETRÓLEO 
Os processos de formação do petróleo, do gás natural convencional, do óleo e do 
gás de folhelho que serão mostrados a seguir, são semelhantes e se diferem no processo de 
migração. Assim se define que o termo petróleo faz referência tanto aos produtos e 
subprodutos dos hidrocarbonetos em forma de óleo e de gás. Este item e os itens 3.2, 3.3, 3.4, 
3.5 e 3.6 foram baseados na referência bibliográfica Farias (2007). 
Assim como o carvão, o petróleo e o gás natural, o gás e o óleo de folhelho são 
essencialmente formados a partir de restos de plantas e animais que ficaram confinados nas 
rochas e foram deteriorados por micro-organismos há milhares de anos. No entanto, há 
diversas teorias a respeito da formação de combustíveis fósseis, que podem ser divididas em 
teorias iinorgânicas (emanações vulcânicas, origem cósmica e síntese orgânica) e as teorias 
orgânicas (primórdio: vulcanismo, aquecimento de óleos animais, algas, carvão; teoria 
orgânica moderna). 
20 
 
As teorias inorgânicas defendem uma origem sem intervenção de organismos 
vivos de qualquer espécie, sendo mais desenvolvidas e defendidas na Rússia e Europa 
Oriental. Dentre essas teorias pode-se citar: 
 Emanações Vulcânicas: associam a origem do petróleo a atividades 
vulcânicas; 
 Origem Cósmica: propôs que a atmosfera dos grandes planetas (Júpiter, 
Saturno, Urano, Netuno) é composta principalmente de metano e outros 
hidrocarbonetos gasosos, além de vapor d’água. Enquanto a Terra estava 
quente (atmosfera primitiva da Terra possuía metano, amônia, nitrogênio e 
vapor d’água), os hidrocarbonetos estavam sob a forma de vapor; 
posteriormente a uma “chuva de petróleo que se infiltrou no solo”´; 
 Sínteses Inorgânicas: reações químicas envolvendo metais alcalinos livres 
(Na, K, Li), CO2, H2O no manto superior, próximo ao núcleo da Terra, 
gerariam eteno. Este material, através de reações químicas formaria os demais 
hidrocarbonetos, tanto os aromáticos quanto os saturados. 
As Teorias Orgânicas postulam a intervenção de organismos vivos na formação 
do petróleo. A Figura 3.6 contém uma linha do tempo dos principais avanços no estudo das 
teorias orgânicas: 
21 
 
 
Figura 3.6 Linha do tempo das principais teorias de formação orgânica do petróleo. 
 
Dados modernos mostram que o carvão gera pequenas quantidades de petróleo 
aromático e grandes quantidades de gás. A Teoria sinergética de Smith (1954) postula que: 
sedimentos recentes de foz de rios no Golfo do México, os mesmos contêm hidrocarbonetos, 
que, em maior concentração, formam petróleo. Há algumas objeções a essa teoria, 
considerando que as quantidades de petróleo geradas são muito pequenas, não contêm todos 
os componentes do petróleo (sem fração gasolina) e predominam as n-parafinas ímpares (o 
petróleo tem todas, pares e ímpares). 
Nas décadas de 60 e 70, foi estabelecido o conceito de rocha geradora, base da 
teoria orgânica: se foi encontrado petróleo, existe uma rocha geradora a ele associada. A 
teoria orgânica moderna foi definida nos seguintes termos: a matéria orgânica depositada com 
os sedimentos é convertida por processos bacterianos e químicos, durante o soterramento, 
num polímero complexo, o querogênio, que contém pequena quantidade de nitrogênio e 
oxigênio. Este processo é acompanhado pela remoção de água e pela compactação dos 
sedimentos. O querogênio, por sua vez, é convertido em hidrocarbonetos por craqueamento 
1667 
•Boccone atribuiu a origem do petróleo à destilação da matéria orgânica nas rochas 
sedimentares pela ação de fenômenos vulcânicos, influenciado pelas exsudações 
petrolíferas nas imediações de vulcões ativos na Itália 
1830 
•Lyell considerou a ação de fogos subterrâneos na sublimação da matéria orgânica por 
pirólise magmática. 
1888 
•Engler, obteve a geração de hidrocarbonetos a partir de matéria orgânica (óleo de peixe e 
animais marinhos) numa autoclave; posteriormente associou-se a Hofer, concluindo que “o 
petróleo se forma por destilação a temperaturas moderadas e altas pressões ". Essa 
conclusão é conhecida como a Teoria de Hofer-Engler. 
1850 
•Vários autores destacavam a importância de algas microscópicas para a geração do 
petróleo, hoje confirmada cientificamente. 
1954 
•Teoria Sinergética de Smith. 
22 
 
térmico a maiores profundidades e temperaturas relativamente elevadas. São consideradas 
como evidências da origem orgânica do petróleo/gás: 
 Mais de 99% das acumulações de petróleo se encontram em rochas 
sedimentares; 
 É possível produzir hidrocarbonetos do petróleo em laboratório a partir da 
matéria orgânica (síntese). É ainda mais notável a produção de 
hidrocarbonetos por pirólise (aquecimento a temperaturas elevadas) do 
folhelho betuminoso; 
 Disseminação de hidrocarbonetos em rochas geradoras: a proporção de óleo 
encontrada nas rochas geradoras é muito superior à quantidade encontrada nas 
rochas reservatório. Entretanto, os seguidores das teorias inorgânicas negam 
estas afirmativas; alegam que as concentrações de hidrocarbonetos nas 
geradoras são baixas e que há dificuldade de migração para o reservatório. 
Estudos mais modernos mostram, porém, como será abordado adiante, que mais 
de 99% do petróleo formado nas geradoras são perdidos durante a migração até as trapas. O 
processo de migração é o que diferencia o petróleo e o gás convencional do de folhelho, onde 
a migração pode ocorrer, mas é barrado por rochas impermeáveis ou pouco permeáveis. 
 Comprova-se atualmente que o petróleo só ocorre em reservatórios intimamente 
associados a folhelhos e calcários ricos em matéria orgânica. Atualmente, no mundo 
ocidental e especificamente na Petrobras, as teorias orgânicas possuem maior aceitação entre 
os geólogos. Pode-se concluir também que a maioria dos geólogos e geoquímicos advoga 
origem orgânica para o petróleo, mas não descarta a origem inorgânica. 
 
3.2 ELEMENTOS ESSENCIAIS DE UM SISTEMA PETROLÍFERO 
Alguns termos são essenciais para o estudo de um sistema petrolífero, Esses 
termos serão definidos a seguir: 
 Rocha geradora: é aquela capaz de gerar acumulações comerciais de petróleo. 
Geralmente constituída por folhelhos e calcilutitos, é o local em que o petróleo 
é formado e expulso. Deve conter matéria orgânica abundante, ser sepultada 
em profundidades tais que a pressão, temperatura e o tempo geológico sejam 
ideais para que ocorra a transformação da matéria orgânica para querogênio e 
daí para o petróleo; 
23 
 
 Rocha Reservatório: é qualquer rocha que apresente poros ou fraturas capazes 
de armazenar e transmitir fluidos (gás ou óleo), isto é, tenha alta porosidade e 
permeabilidade. As principais rochas reservatóriosão arenitos, conglomerados 
e calcarenitos (grainstones), embora rochas fraturadas, que seriam 
normalmente selantes (embasamento cristalino, calcilutitos, folhelhos e 
basalto), também armazenem petróleo; 
 Trapas: A trapa é uma feição tridimensional que concentra hidrocarbonetos, 
consistindo o conjunto da rocha reservatório e da rocha selante, a rocha selante 
impede a migração lateral e vertical do óleo acumulado na rocha reservatório; 
 Rochas de sobrecarga: A acumulação de sucessivos estratos sobre as 
geradoras, em função da subsidência da bacia, é vital para que estas estejam 
aptas à geração de hidrocarbonetos, devido às elevadas condições de 
temperatura e pressão causadas pelo seu posicionamento cada vez mais 
profundo na bacia. As rochas de sobrecarga podem ter considerável impacto 
sobre a geometria da rota de migração e da trapa subjacentes (Magoon e Dow, 
1994). Embora não incluídas por Magoon e Dow (1994) entre os elementos 
essenciais para um sistema petrolífero, as rochas carreadoras desempenham 
importante missão na acumulação de jazidas petrolíferas. São rochas 
permoporosas saturadas de água, percoladas pelos hidrocarbonetos expelidos 
pelas geradoras, em sua rota até as trapas. 
 
3.3 PROCESSOS ESSENCIAIS NA FORMAÇÃO DE PETRÓLEO 
Nesta seção serão apresentados os processos essenciais na formação do petróleo. 
 Processo de geração: consiste no craqueamento do querogênio, isto é, longas 
moléculas são quebradas para formar o petróleo. O sistema petrolífero é criado 
a partir do momento em que uma fase de petróleo é criada. 
 Processo de migração: Engloba a movimentação do petróleo, desde gotículas 
no interior da rocha, até a sua acumulação. Ocorrem perdas substanciais no 
petróleo nesta fase. A migração pode ser lateralmente ou verticalmente. 
 Processo de acumulação: É o preenchimento da trapa pelo petróleo gerado. 
 Processo de preservação: Começa após a geração do óleo e do gás, a migração 
e a acumulação. Durante o período de preservação, ocorrem processos de 
reimigração, degradação física ou biológica e/ou destruição completa dos 
24 
 
hidrocarbonetos. Como o petróleo é uma mistura instável de compostos, 
sofrerá significativas mudanças físicas e químicas no tempo geológico. Logo, 
quanto maior o tempo de residência do petróleo na trapa, maiores as alterações 
que sofrerá. Durante o tempo de preservação o petróleo pode reimigrar para 
trapas terciárias, formadas depois de cessada a geração de hidrocarbonetos. No 
entanto, esse processo só ocorre se a atividade tectônica for significante 
durante esse período, como em dobramentos, falhamentos, soerguimento ou 
erosão. 
Se todos os elementos essenciais forem destruídos durante a etapa de preservação, 
a evidência de que houve um sistema petrolífero será completamente destruída. Um sistema 
em formação ativa ou recém-terminada não possui período de preservação. 
 
3.4 TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGANICA NAS BACIAS 
O conjunto de processos de alteração do ciclo do carbono denomina-se processo 
de maturação. Há três estágios principais e consecutivos na evolução da matéria orgânica em 
sedimentos: Diagênese, Catagênese e Metagênese. 
 
3.4.1 DIAGÊNESE 
Após a incorporação nos sedimentos da matéria orgânica submetida a pequenas 
profundidades e baixas temperaturas (até 1000m e 50ºC), a matéria orgânica passa por uma 
série de transformações denominada de diagênese. É a primeira etapa da alteração da matéria 
orgânica. Os restos de organismos aquáticos e/ou terrestres são alterados e/ou degradados por 
processos de transformação biológicos e químicos de baixa temperatura. O início da 
diagênese dá-se com a degradação bioquímica da matéria orgânica pela atividade de micro-
organismos (bactérias, fungos, etc) aeróbicos e anaeróbicos (Petroleum Geoscience 
Technology, 2010). Os sedimentos que contém a matéria orgânica perdem água com a 
compactação crescente e vão sofrendo modificações mineralógicas diferenciadas segundo a 
sua composição. 
A atividade microbiana é maior na interface sedimento/água e a pequenas 
profundidades de soterramento, sendo responsável pela degradação de alta proporção da 
matéria orgânica originalmente depositada em moléculas mais simples, como CO2, N2 e H2O 
(sob condições aeróbicas), daí para NH3, H2S e CH4 (condições anaeróbicas), causando 
concomitantemente a remobilização de espécies minerais. A taxa de degradação da matéria 
orgânica bioderivada é variável. As proteínas e os carboidratos se transformam em 
25 
 
aminoácidos e em açúcares. Já os lipídios são convertidos em glicerol e em ácidos graxos. As 
proteínas e os carboidratos são compostos mais instáveis, enquanto os lipídios são mais 
resistentes à degradação (Petroleum Geoscience Technology, 2010), logo um fracionamento 
seletivo favorece substâncias não hidrolisáveis. 
O produto final da diagênese é o querogênio, definido como a fração comum da 
matéria orgânica insolúvel em ácidos não oxidantes, bases e solventes orgânicos comuns 
presentes nas rochas sedimentares (Petroleum Geoscience Technology, 2010). O querôgenio 
é formado a partir de ácidos orgânicos, que são os sobreviventes principais da degradação 
microbiana. 
A proporção de querogênio resultante, tanto de reações diagenéticas quanto da 
preservação direta, depende da natureza do material orgânico inicial e do ambiente 
deposicional. Durante a diagênese, o único hidrocarboneto produzido em grande escala é o 
metano. 
Do ponto de vista de exploração de petróleo, as rochas geradoras são 
consideradas imaturas neste estágio. 
 
3.4.2 CATAGÊNESE 
A catagênese ocorre em seguida à diagênese e se inicia em temperaturas da 
ordem de 50
o
C a 150
o
C, com a continuação do soterramento dos sedimentos. Isso resulta na 
formação sucessiva de óleo condensado. O querogênio (proto-petróleo) é termicamente 
degradado, sendo responsável pela geração da maioria do petróleo. O final da catagênese é 
alcançado após todo querogênio ter completado a perda de suas cadeias alifáticas (cadeias 
acíclicas). A principal fase de formação de óleo e gás úmido (temperatura entre 150 – 200oC), 
constituindo a Zona Matura de Geração de Hidrocarbonetos. A maturação é uma referência 
ao estado térmico alcançado pelas rochas. No período da diagênese a rocha é considerada 
imatura, mas ao passar pela catagênese ela já é considerada matura. 
O princípio da catagênese pode ser chamado de “janela de geração de óleo”, 
estágio de produção majoritária de hidrocarbonetos líquidos. A segunda etapa da catagênese 
ocorre sob temperaturas mais elevadas, o querogênio passa pela zona regressiva de geração 
de óleo, fase em que os alcanos de baixo peso molecular são produzidos em maior proporção 
( Petroleum Geoscience Technology, 2010). Na etapa final da catagênese, a rocha geradora 
atinge a “janela geradora de gás”. A progressiva perda de componentes da estrutura do 
26 
 
querogênio prossegue de acordo com a resistência das ligações, com as ligações mais fracas 
quebrando antes das mais fortes. 
Dentre inúmeros parâmetros utilizados para definir o grau de maturidade da 
rocha, o mais empregado é a medida da refletância vitrinita (%Ro). Essa técnica consiste na 
determinação, ao microscópio, do poder refletor de partículas de vitrinita, constituintes do 
querogênio. Na tabela 3.1 contém a relação entre a fase de formação do petróleo e o valor 
equivalente da refletância vitrinita (%Ro), também relacionando o nível de maturação da 
matéria. 
 
3.4.3 METAGÊNESE 
A metagênese é um processo semelhante ao que ocorre em uma panela de 
pressão. Ocorre a altas pressões e temperaturas (> 200
o
C), onde há destruição de 
hidrocarbonetos líquidos, sendo preservado apenaso gás seco, metano, e um pouco de 
oxigênio. Este estágio começa mais cedo que o metamorfismo da fase mineral, formando-se 
um resíduo carbonoso que em estágios mais avançados transforma-se em grafite. 
Em seguida, na tabela 3.1, apresenta-se um resumo das fases de transformação de 
matéria orgânica na bacia. 
 
Tabela 3.1 Nível de maturação em cada estágio de alteração da matéria orgânica (Passos, 1998 modificada). 
Estágio % Ro Nível de maturação 
Diagênese < 0,60 Imaturo 
Zona de óleo Catagênese 0,60 - 1,00 
Catagênese 1,00 - 1,35 Maturo Zona regressiva 
Zona de gás úmido Catagênese 1,35 – 2,00 
Metagênese > 2,00 Senil Zona de gás seco 
 
 
3.5 MIGRAÇÃO 
O processo em que ocorre a acumulação de petróleo nas rochas-reservatório em 
quantidades comerciais é chamado de migração, mecanismo no qual o petróleo escoa desde a 
rocha geradora até encontrar uma armadilha. A migração pode ser dividida em primária e 
secundária. 
 
 
 
 
27 
 
3.5.1 MIGRAÇÃO PRIMÁRIA 
A migração primária é o processo de expulsão do petróleo das rochas geradoras, 
para as rochas reservatório, por meio de capilares e poros estreitos de uma rocha geradora 
madura ativa. 
A primeira teoria proposta para o processo de migração primária considerava que 
ela pode ocorrer através de soluções moleculares, fase óleo ou gás, mediamente gotículas de 
óleo ou bolhas de gás, ou ainda micelares ou coloidais. Esse conceito está ultrapassado e 
atualmente a teoria mais aceita diz que o mecanismo mais provável para a migração é que ela 
ocorre através de microfraturas causadas pelo alívio de uma superpressurização. A 
superpressurização é certamente o resultado da progressiva compactação de rochas geradoras 
seladas, da expansão dos fluídos (óleo e gás) com o aumento da temperatura, ou ainda devido 
a liberação da água formada pela desidratação de argilominerais com a compactação e a 
crescente temperatura resultante do soterramento. A Figura 3.7 mostra a migração primária e 
secundária. 
 
3.5.2 MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA 
É o processo que leva o petróleo das rochas geradoras até as trapas, local onde 
ficam retidas as rochas reservatórios. O petróleo armazenado em uma trapa perturbada pode 
migrar para outra trapa até chegar à superfície, esse é o fenômeno ocorrente em locais com 
poços de exploração de petróleo superficial. A migração secundária é decorrente de um 
mecanismo bifásico de água e óleo, que gera uma movimentação e um fluxo contínuo 
governado por quatro parâmetros: (1) força de flutuabilidade; (2) diferencial de pressão; (3) 
diferencial de concentração; (4) fluxo hidrodinâmico. 
Na última etapa da migração os hidrocarbonetos, após passarem pela rocha 
carreadora (rocha por onde o petróleo é transportado até a rocha reservatório), e atingir a 
trapa, inicia-se o processo de acumulação. 
28 
 
 
Figura 3.7 Principais tipos de migração do petróleo (Tissot & Welte, 1978). 
 
3.5.3 MIGRAÇÃO DO GÁS DE FOLHELHO 
É na fase de migração que o gás e o óleo de folhelho se diferenciam do petróleo 
convencional. A migração ascendente do petróleo e o aprisionamento em uma rocha 
reservatório de alta porosidade e permeabilidade não ocorre no caso de gás de folhelho. Esse 
fenômeno é devido à presença de uma camada rochosa impermeável, logo acima da rocha 
geradora. Como o petróleo é incapaz de migrar, a rocha geradora passa a atuar como rocha 
reservatório também, e os próximos passos de formação do petróleo, que são acumulação e 
preservação, passam a acontecer na rocha geradora. 
No caso em estudo, as rochas geradoras são formações de folhelho, que dão 
origem ao nome gás de folhelho e óleo de folhelho. 
 
3.6 GÁS DE FOLHELHO NO CONTEXTO MUNDIAL 
Neste item, primeiramente será exposta a distribuição de gás de folhelho no 
mundo, seguido de uma abordagem mais específica da exploração do gás que já foi iniciada 
nos Estados Unidos. Outro tema abordado é a contextualização da exploração do gás na 
Europa e no restante do mundo. Para finalizar, há um enfoque para contextualização no 
Brasil. 
29 
 
Há diversos depósitos de gás de folhelho espalhados ao redor do mundo. Um 
estudo feito pela U.S Energy Information Administration (EIA, 2010) estima que em 138 
fontes de gás e de óleo de folhelho, espalhados por 42 países, contêm 10% do óleo bruto do 
mundo e 32% do gás natural do mundo que são tecnicamente exploráveis. A Figura 3.8 
representa a localização das bacias avaliadas com recursos estimáveis, das bacias avaliadas 
com recursos não estimáveis e também expõe os países que foram avaliados e os que não 
foram avaliados. 
 
Figura 3.8 Bacias com formações de gás de folhelho avaliadas (modificada EIA, 2013). 
 
Na tabela 3.2, pode-se verificar a quantidade de óleo e gás de folhelho em um 
contexto mundial, além disso, há uma comparação entre a quantidade de gás/óleo de folhelho 
e a quantidade de gás/óleo convencionais. Observa-se que as reservas folhelho aumentam em 
11% a quantidade de óleo natural explorável; e 47% a quantidade de gás natural no mundo. 
 
Tabela 3.2 Recursos tecnicamente exploráveis de gás e óleo de folhelho no contexto mundial 
total (modificado EIA,2013). 
Recursos tecnicamente recuperáveis de gás e óleo de folhelho no contexto mundial 
total 
Fora dos Estados Unidos Óleo cru (bilhão de 
barril) 
Gás natural (trilhão 
de pes
3) 
30 
 
Óleo e gás de folhelho 287 6.634 
Sem ser de folhelho 2847 13.817 
Total 3.134 20.451 
Aumento no total de recursos 10% 48% 
Porcentagem de folhelho em relação ao total 9% 32% 
Estados Unidos 
Óleo e gás de folhelho 58 665 
Sem ser de folhelho 164 1766 
Total 223 2.431 
Aumento no total de recursos 35% 38% 
Porcentagem de folhelho em relação ao total 26% 27% 
Total Mundial 
Óleo e gás de folhelho 345 7299 
Sem ser de folhelho 3.012 15.283 
Total 3.357 22.882 
Aumento no total de recursos 11% 47% 
Porcentagem de folhelho em relação ao total 10% 32% 
 
Mais da metade das reservas de gás de folhelho estão concentrados em cinco 
países, China, Argentina, Argélia, Estados Unidos e Canadá. O Brasil é o décimo país com 
reserva tecnologicamente viável para a exploração do gás de folhelho. A tabela 3.3 contém o 
ranking dos países detentores das maiores bacias de folhelho do mundo. 
 
 
 
 
31 
 
Tabela 3.3 Ranking dos países com as maiores reservas de folhelho do mundo (modificado 
EIA, 2013) 
Posição País Gás de folhelho ( trilhão de pés
3
) 
1 China 1.115 
2 Argentina 802 
3 Argélia 707 
4 Estados Unidos 665 (161) 
5 Canadá 573 
6 México 545 
7 Austrália 437 
8 África do Sul 390 
9 Rússia 285 
10 Brasil 245 
 Total Mundial 7.299 
 
3.6.1 A REVOLUÇÃO DO GÁS DE FOLHELHO NOS ESTADOS UNIDOS 
Os Estados Unidos da América (EUA) são os pioneiros na extração de gás de 
folhelho, e até hoje são os únicos que já estão usando o gás para suprimento doméstico. A 
“Revolução de gás de folhelho” se refere à emergência do uso do gás para suprimento 
doméstico. 
O gás de folhelho nos Estados Unidos cresceu de menos de 1% de uso doméstico 
produzido no ano 2000 para mais de 20% no ano 2010. Estudos feitos pelo EIA estimam que 
no ano 2035 o suprimento com gás de folhelho será equivalente a 46% do suprimento total de 
gás no país. Apesar do grande crescimento da produção em dez anos, os números só 
passaram ser significativos em 2005. 
A revolução do gás de folhelho gerou inúmeros impactos globalmente e 
localmente significantes. O aumento no suprimento de gás gerou uma queda bastante 
32 
 
relevante nos preços de gás doméstico dos EUA. Por exemplo, em 2010 os preços da Henry 
Hub (principal centro comercial degás nos EUA) caíram 46% de 2010 para 2012, apesar de o 
consumo tenha aumentado nesse período. Essa revolução afetou também os países que 
exportavam gás para os EUA, que perderam seu principal mercado, e, com a perda desse 
mercado, parte dos investidores de empresas importadoras e produtoras de gás natural 
retiraram seus investimentos. 
Desde 2010, questões ambientais tem sido uma ameaça para a produção de gás de 
folhelho, ou pode-se dizer que a revolução de gás de folhelho tem sido uma ameaça para o 
meio ambiente. Para ambientalistas o fraturamento hidráulico é extremamente nocivo ao 
meio ambiente e a baixa dos preços do gás pode levar a uma retração na produção de energias 
renováveis. Isso tem causado um grande debate entre os ambientalistas e os produtores de gás 
de folhelho, gerando diversos estudos a respeito do impacto do fraturamento hidráulico no 
meio ambiente. Esse assunto será mais aprofundado no item 4. 3. 
Apesar da oposição entre a preservação do meio ambiente e o fraturamento 
hidráulico, a produção do gás de folhelho continua crescendo e consequentemente os preços 
continuam reduzindo. Além disso, há estudos que comprovam que a tecnologia usada na 
revolução do gás de folhelho pode ser aplicada à produção de hidrocarbonetos líquidos. Esses 
fatores, somados a evolução de novas tecnologias, podem levar os EUA à autossuficiência 
energética, uma condição extremamente desejada pelo país, considerando as preocupações 
referentes à segurança de suprimento de óleo e os altos preços, e também devido às incertezas 
políticas geradas por revoluções nos países que detém grande parte das reservas de gás e de 
petróleo convencional. Portanto é bastante provável que a revolução de gás de folhelho irá 
continuar nos EUA. 
A revolução de gás de folhelho levantou três questionamentos para o futuro. A 
primeira é se ela irá continuar a acontecer nos EUA, a segunda, se é possível reproduzir a 
mesma experiência em outras partes do mundo e a terceira é quais seriam as implicações na 
área de investimentos, tanto de gás natural, convencional ou não convencional, quanto na 
área de energias renováveis. 
Tudo indica que a demanda de gás mundial crescerá, levando em consideração o 
consumo dos últimos anos e o crescimento populacional. Relatórios recentes feitos pelo IEA 
como “Are we entering a Golden Age of Gas?” (IEA, 2011) ou “Golden Rules for a Golden 
Age of Gas” (IEA, 2012) indicam que a demanda de gás pode crescer em mais de 50% até 
2035. Com a continuidade da exploração de gás de folhelho no EUA e a criação de novos 
poços de exploração, as demandas de gás natural a preços acessíveis poderão ser supridas nas 
33 
 
décadas seguintes. Também para garantir esse suprimento, projetos e estudos de novas 
tecnologias para a exploração de gás de folhelho não podem ser interrompidos, pois caso isso 
ocorra em cinco e dez anos os mercados podem sofrer imensos cortes de fornecimento. 
Ao mesmo tempo, o desenvolvimento tecnológico das operações de extração de 
gás de folhelho está progredindo muito rápido e extrapolando as expectativas. Os produtores 
aumentaram drasticamente a eficiência de drenagem. Além disso, o tempo de perfuração de 
poços reduziu drasticamente, de 30 dias para 10 dias por poço e a produção inicial aumentou. 
Ambas as mudanças levam a diminuição no valor do gás, gerando uma incerteza a respeito do 
valor do gás natural nas próximas décadas. 
As consequências negativas do fraturamento ao meio ambiente podem ser uma 
ameaça para o crescimento da produção de gás de folhelho. A oposição de ONGs cresce 
desde que em 2005 a Environmental Protection Agency (EPA) usou o Environmental 
Protection Agency para excluir explicitamente o fraturamento hidráulico. Esse ato determina 
a estrutura básica para regular a descarga de poluentes em aquíferos nos EUA, regulando 
normas de qualidade para águas superficiais (EPA, 2005). Era de conhecimento geral que, no 
processo de fraturamento, substâncias químicas eram injetadas nos poços junto com água e 
areia. Porém, ao serem questionadas a respeito dos químicos usados no fraturamento 
hidráulico as empresas se recusaram a revelar a informação, alegando que não o fariam por 
razões comerciais. Com isso inúmeras teorias da conspiração surgiram. Até então as 
operações de extração de gás de folhelho funcionavam sem um relatório de impactos 
ambientais oficiais. A pressão crescente nas empresas resultou na transparência de inúmeras 
empresas a respeito do processo de fraturamento e dos químicos usados para o processo. Um 
Ato de Fraturamento (Fracking Act) já está em julgamento no Congresso Americano, e caso 
seja aprovado irá obrigar todas as operadoras de gás de folhelho a revelar quais produtos 
químicos adotam. A mídia americana também não é favorável ao fraturamento, tanto que o 
Instituto de Energia concluiu em 2012 que a mídia estava exagerando as consequências 
ambientais negativas do fraturamento (EIA, 2013). 
Há também preocupações a respeito do tratamento da água após ser usada no 
fraturamento. Essa água pode conter metais pesados, elementos radioativos, e portanto, 
demanda tratamento especial para evitar contaminação de águas voltadas ao abastecimento 
local. Apesar de todas as mídias e as ONGs apontarem contra o fraturamento, um estudo feito 
pela University of Texas`s Energy Institute (Sample, 2012), concluiu que as evidências de o 
fraturamento hidráulico ter gerado contaminação em aquíferos são mínimas, em alguns casos 
34 
 
inexistentes, mas ainda assim requisitaram às empresas operadoras para tomar maiores 
medidas de prevenção de acidentes ambientais. 
Por fim, cabe destacar que desde que o presidente Nixon assumiu o comando dos 
EUA em 1973, a busca pela autossuficiência energética tornou-se um importante alvo 
político compartilhado por todos os seus sucessores. Em 1977 o Presidente Carter descreveu 
a crise energética como uma equivalente moral à guerra em um de seus discursos. Os eventos 
associados a revoltas no mundo árabe em 2011 e as tensões geradas entre o Iran e os EUA 
por causa do programa nuclear deram força ao anseio pela autossuficiência energética. Nesse 
contexto um possível substituto ao petróleo e gás convencional pode diminuir o poder 
político e econômico dos grandes produtores de gás como os países do Oriente Médio, Rússia 
e Venezuela. 
 
3.6.2 GÁS DE FOLHELHO NA EUROPA 
Após os conflitos envolvendo a Rússia e a Ucrânia na disputa pela Crimeia no 
ano de 2014, os Países da Europa Ocidental sentiram maior necessidade de novas formas de 
obter gás natural, dado que um terço do gás usado na Europa vem da Rússia. Não é a primeira 
vez que a Europa tem o suprimento de gás ameaçado pela Rússia. No dia primeiro de janeiro 
de 2006 o governo Russo decidiu que aumentaria o preço de 1000 metros cúbicos em 400%. 
A Ucrânia recusou o aumento e a Rússia fechou os registros dos gasodutos por algumas 
horas. Países como França, Alemanha, Áustria e Itália reportaram uma queda na vazão dos 
gasodutos de aproximadamente 30%. Outro episódio semelhante aconteceu três anos depois. 
Novamente no ano novo, a Rússia cortou suprimentos para Bulgária e Eslováquia, durante 
mais de duas semanas, até que por fim a Rússia e a Ucrânia entraram em um acordo que 
deveria durar dez anos (Kroeger, Hotten, 2014). 
Por outro lado, em alguns países como França e Bulgária o fraturamento é 
proibido por razões ambientais. Na Polônia e no Reino Unido o processo já é legalizado. Os 
demais países europeus como Irlanda, República Tcheca, Romênia, Alemanha e Espanha 
declararam moratória à técnica de extração para poder analisar mais detalhadamente os 
impactos ambientais (Anderson, 2014). 
O Reino Unido tem saído à frente dos demais países.